气藏评价标准
气藏动态评价和试井
气藏动态评价
合理工作制度制定
气藏动态评价
开采概况
储量申报情况: 布海-小合隆共上报天然气探明地质储量18.98×108m3 。 1999年12月在合6、合11区块泉三段、泉一段上报天然气探明地质储 量12.96×108m3、叠合面积30.7 Km2 ；
2000年12月上报合5区块泉一段天然气探明储量2.81×108m3，叠合
火山岩储层流体渗流特征研究
典型曲线特征分析
气层的部分射开，将会产生球形流或半球 形流的流动图谱。从图中看到，流动分成4个 阶段： 续流段：与常规的均质地层大体类似， 从图中可以看到，部分径向 但这一段所显示的曲线形态下，表皮系数S反 流与全层径向流之间的导数水平 映的是射开部分的损害情况。 线，有一个高差，用Lp表示。它 部分径向流段：对于大多数层状地层， 在厚层内部，常伴有薄的夹层，这些薄夹层， 表示全层流动系数与射开层段流 虽不能隔断气体的纵向流动，却使气层的纵 动系数之间关系。LPD越大，也就 向渗透率远小于横向渗透率，从而推延纵向 是导数水平线的高度差越大，则 流动的发生。 球形流段：射开层段以外的较厚的层段 全层流动系数与射开部分流动系 参与流动，使平面径向流转化为球形流。对 数之比（MP）越大。以此可以研 应球形流动，在导数图上显示-1/2斜率的下 究射开层段百分比；水平渗透率 倾的直线，这是球形流动的主要特征线。 全层径向流：球形流以后，只要测试时 KH与垂向渗透率KV的比值关系。 间足够长，一般都可以测到全层的径向流。
实例分析
采用复合模型解释成果参数为： 污染表皮系数为3.02；近井区：地 层系数为72.1mD· m；渗透率为 1.08mD；复合区半径为21.1m；远 井区：地层系数为480.7mD· m；渗 透率为7.2mD。 采用复合模型解释参数结果如下： 污染表皮系数为-2.36；原始地层压力 为31.4MPa；近井区地层系数为 10.3mD•m；渗透率为0.355mD；复合 区半径为；远井区地层系数：为 68.7mD•m；渗透率为2.37mD。
k3-油气藏评价
地质模型， 相对于开发模型，还有地质模型 相对于开发模型，还有地质模型，地质模型是指描述油藏 特征的数据体，包括油藏的各个方面，例如构造、岩性、沉积 特征的数据体，包括油藏的各个方面，例如构造、岩性、 环境、流体特征等等。 环境、流体特征等等。 静态的描述
油藏评价
5、地面原油平均密度： 地面原油平均密度： 利用地面原油测定其密度， 利用地面原油测定其密度，选用不 含水或者含水比较低的原油进行分析， 含水或者含水比较低的原油进行分析， 可以采用算术平均法确定全区的数值。 可以采用算术平均法确定全区的数值。 对于原油密度变化比较大的油藏要分开 计算。 计算。 6、原油体积系数的确定： 原油体积系数的确定： 利用高压物性分析资料确定， 利用高压物性分析资料确定，一般采用样品块数平均方 法确定其平均值。 法确定其平均值。 注意储量计算的单位以及所给的参数单位。 注意储量计算的单位以及所给的参数单位。
确定六类参数的大小： 确定六类参数的大小：
1、含油面积：确定油水油气界面后，确定含油的范围，利用求积仪求出。 含油面积：确定油水油气界面后，确定含油的范围，利用求积仪求出。 2、有效厚度：扣除隔夹层后的有效厚度，由于厚度变化的范围比较大，厚度 有效厚度：扣除隔夹层后的有效厚度，由于厚度变化的范围比较大， 应该进行平均，主要采用厚度算术平均和面积加权平均两种方法。 应该进行平均，主要采用厚度算术平均和面积加权平均两种方法。
指连通的孔隙体积占总体积的百分数。 指连通的孔隙体积占总体积的百分数。一般根据岩心分析和测井解释 资料取得。当孔隙度变化比较大时，采用有效厚度加权平均， 资料取得。当孔隙度变化比较大时，采用有效厚度加权平均，变化不大时 可用算术平均。 可用算术平均。
含硫气藏划分标准
含硫气藏划分标准摘要：一、引言二、含硫气藏的定义和特点三、含硫气藏的划分标准1.硫化氢浓度2.气体组分3.温度和压力四、含硫气藏的应用1.天然气开采2.环境保护3.能源产业的发展五、结论正文：一、引言在我国，含硫气藏的研究和开发具有重要意义。
为了更好地理解含硫气藏，我们需要了解其划分标准。
本文将详细介绍含硫气藏的划分标准及其应用。
二、含硫气藏的定义和特点含硫气藏是指地层中含有较高浓度硫化氢（H2S）和其他硫化物的气藏。
硫化氢是一种有毒气体，对环境和人体健康具有很大的危害性。
因此，含硫气藏的特点主要体现在其高含硫量，需要采取特殊措施进行开采和处理。
三、含硫气藏的划分标准1.硫化氢浓度：含硫气藏中硫化氢浓度是衡量其含硫量的重要指标。
一般情况下，硫化氢浓度大于10mg/L 的气藏可被认为是含硫气藏。
2.气体组分：除了硫化氢，含硫气藏中的气体组分还包括甲烷、乙烷、氮气等。
这些组分的比例也是划分含硫气藏的重要依据。
3.温度和压力：含硫气藏的形成和分布与地层的温度和压力密切相关。
根据温度和压力条件，可以将气藏划分为不同的类型。
四、含硫气藏的应用1.天然气开采：含硫气藏中蕴藏着丰富的天然气资源，对于我国的能源产业具有重要的意义。
了解含硫气藏的特点和划分标准，有助于更有效地进行天然气开采。
2.环境保护：由于含硫气藏中的硫化氢具有毒性，因此在开采过程中需要采取相应的环保措施，以减少对环境和人体健康的影响。
3.能源产业的发展：随着我国能源需求的不断增长，开发含硫气藏对于保障能源供应、促进能源产业的发展具有重要意义。
五、结论总之，含硫气藏的划分标准主要包括硫化氢浓度、气体组分、温度和压力等方面。
气藏产能测试评价及试井分析
无因次启动压 力梯度
气藏产能测试评价及试井分析
无限 大凝 析气 井低 速非 达西 渗流 试井 数学 模型
Laplace变换
气藏产能测试评价及试井分析
Stehfest数值反演
气藏产能测试评价及试井分析
气藏产能测试评价及试井分析
气藏产能测试评价及试井分析
，
对于固定参数 ，
值增加得越大,双对数曲线早期和
气藏产能测试评价及试井分析
压力历史
气藏产能测试评价及试井分析
A. 常规解释：
（1）Horner法（两相拟压力，不考虑吸附） ：
解释结果： K=1.51 mD S=2.83 外推地层压力 P*=26.31MPa
气藏产能测试评价及试井分析
（2）Horner法（两相拟压力，考虑吸附） ：
气体吸附作用使得渗流过程中 地层反凝析油饱和度增加，气 相相对渗透率相应减小，因此 使得计算出的两相拟压力降低
气藏产能测试评价及试井分析
常规解释： （1）MDH法： （单相拟压力）
解释结果： K=2.75 mD S=5.37 外推地层压力 P*=30.79MPa
压力后期下掉，（储层压力下降），无法应用。
气藏产能测试评价及试井分析
（2）Horner法： （单相拟压力）
解释结果： K= 2.51mD S=4.26 外推地层压力 P*=31.78MPa 探测半径: 497.24 m 单井控制储量 3.23 ×108 m3
气藏产能测试评价及试井分析
解释结果： K= 4.54 mD S=15.12 外推地层压力 P*=29.95 MPa 探测半径: 704.74 m 单井控制储量 6.88 ×108 m3
气藏产能测试评价及试井分析
气藏产能测试评价及试井分析
0.5水平线 ，井筒 积液影响结束
不同 下试井模型拟压力特征曲线
7 低速非达西渗流试井分析
与常规中、高渗透凝析气藏相比，低渗透凝析气藏储层致密，渗 透率极低，当有凝析水存在时，地下流体在一定压差(启动压差)下 才能流动，这已为实验所证实。由于启动压差的存在，低渗透凝析 气藏试井资料往往处于早期，或过早出现不渗透边界特征假象，影 响了试井资料的正确解释和试井成果的实际应用。实际上，对于低 渗透气藏，相应的渗流方程及井底压力解也都不同于常规气藏。
大量实验表明, 高压低渗地层气体渗流时表现出很明显的应力敏感性. 当考虑渗透率应力敏感性时,即认为渗透率是随压力(或拟压力)变化 而变化的,那么,其渗流基本方程应为:
渗透率K不能直接拿出微分式 定义渗透率模量 :
视渗透率模量：
应力敏感地层气体渗流基本方程:
引入(无因次)变量:
应力 敏感 无限 大凝 析气 藏试 井数 学模 型
应：采用两相拟压力
考虑多孔介质影响
多孔介质影响 ：
实际储层对凝析油、气将产生不可忽略的 吸附，在地层中会出现自由的油、气相与吸附 的凝析油、气相三相共存和自由的油、气两相 渗流，
二、凝析油、气在储层多孔介质表面的吸附
根据多孔介质基本物性及流体组成等采用 Flory-Huggins Vacancy Solution Model ( F-H VSM ) 计算凝析油、气在多孔介质表面的吸附 量和吸附相的组成。
Laplace变换
无限大边界 : 封闭边界: 定压边界:
( Laplace空间解 )
Stehfest数值反演
斜率为1.0
0.5 的水平线
(不同储容比下裂缝性 气藏试井模型特征)
(不同窜流系数 下裂缝性气藏 试井模型特征)
川西致密砂岩气藏新的矿场评价标准和评价方法
3本文系“九五”国家重点科技攻关项目(96-110-03-04-01)部分成果。
33段永刚,1963年生,副研究员,1988年获得西南石油学院油气田开发专业的硕士学位;现今在西南石油学院油井完井技术中心工作,主要从事试井、油层损害的矿场评价、油层保护、油藏工程等研究;负责和参加完成国家“863”和国家项目多项。
地址:(637001)四川省南充市西南石油学院油井完井技术中心。
电话:(0817)2642934。
川西致密砂岩气藏新的矿场评价标准和评价方法3段永刚33 陈伟 李其深 康毅力 徐兴华 徐进 (西南石油学院) (中国石化西南石油局) 段永刚等.川西致密砂岩气藏新的矿场评价标准和评价方法.天然气工业,2001;21(5):74～76摘 要 文章根据川西致密砂岩气藏的损害特征和现场100多口井的测试资料的统计分析表明,储层表现出自身的损害特点,其常规的矿场评价指标和标准不一定完全适合非常规的致密碎屑岩气藏的情况。
针对川西致密砂岩气藏损害特征,提出新的气藏损害的评价标准,同时根据致密砂岩气藏油层损害的要求和评价标准的需要,建立起新的描述裂缝—孔隙性砂岩气藏损害评价的数学模型,该模型在原来裂缝—孔隙性砂岩渗流模型的基础上考虑裂缝与基块之间窜流表皮系数对渗流的影响。
将该矿场评价标准和评价方法应用于川西致密砂岩储层的损害评价中取得很好的效果,这不仅对于川西致密砂岩的油层损害评价有现实意义,而且对裂缝—孔隙油气藏的试井解释和损害评价都具有重要的指导意义。
主题词 储集层 评价 不稳定试井 表皮系数 地层损害 裂缝(岩石) 四川盆地 西 川西致密碎屑岩气藏具有低孔、低渗、高含水饱和度和异常高压的特点,纵向上多个气层叠置,且不同程度地发育裂缝,所以勘探开发致密碎屑岩气藏技术难度大,成功率低。
对于致密碎屑岩气藏的油层应以保护裂缝为主,同时也要保护基质岩块为原则。
致密碎屑岩气藏在许多方面表现出显著的不同于常规油气藏,对于致密碎屑岩的损害机理,室内评价方面以及矿场评价方法仍处于探索研究之中。
不同类型气藏生产效果评价指标及评价标准研究
不同类型气藏生产效果评价指标及评价标准研究
刘月田;蔡晖;丁燕飞
【期刊名称】《天然气工业》
【年(卷),期】2004(024)003
【摘要】随着天然气工业的发展,建立一套合理的、规范的、适用于不同类型天然气藏的生产效果评价指标和评价标准,对于天然气工业的宏观规划和决策变得越来越重要.文章根据天然气藏实际情况,提出了气藏分为六大类的新分类方法,分析了每一类气藏的主要开发特征,研究了不同类型气藏不同开发阶段的相关生产指标,给出了各类气藏生产效果评价的基础指标体系,建立了各类气藏生产效果评价的有效指标体系,确定了各类气藏生产指标的评价标准.据此可将任一气藏开发方案的任一生产指标归一化,从而判定其优劣程度,同时为气藏开发的技术经济综合评价提供了必要而直接的数据.
【总页数】3页(P102-104)
【作者】刘月田;蔡晖;丁燕飞
【作者单位】石油大学·北京;中海油渤海石油研究院;中国石油辽河油田分公司高升采油厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
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5.企业不同类型研发团队绩效评价指标设计——基于平衡计分卡的分析 [J], 崔璐因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
含硫气藏划分标准
含硫气藏划分标准
摘要：
一、引言
二、含硫气藏的定义和特征
三、含硫气藏的划分标准
1.硫化氢浓度
2.气体组分
3.温度和压力
四、各划分标准的优缺点分析
五、应用实例
六、结论
正文：
一、引言
在我国，含硫气藏是一类具有特殊开发价值的气藏，然而，由于其具有较高的危险性，因此需要制定一套完善的划分标准以确保其安全、高效的开发利用。
二、含硫气藏的定义和特征
含硫气藏是指天然气中硫化氢含量较高，达到一定标准的气藏。
这类气藏具有气体组分复杂、温度和压力较高、储存条件苛刻等特点。
三、含硫气藏的划分标准
1.硫化氢浓度：这是衡量含硫气藏最直接、最重要的指标，通常以硫化氢
浓度是否大于10mg/L 作为判断标准。
2.气体组分：除了硫化氢，含硫气藏中的其他气体组分，如二氧化碳、氮气、甲烷等，也会对气藏的开发带来影响。
3.温度和压力：含硫气藏通常储存于高温、高压条件下，因此，温度和压力也是划分含硫气藏的重要指标。
四、各划分标准的优缺点分析
硫化氢浓度标准简单易行，但可能忽视了其他气体组分的影响；气体组分标准考虑全面，但测定复杂，成本高；温度和压力标准较为综合，但也存在同样的问题。
五、应用实例
在我国某含硫气藏开发过程中，就采用了硫化氢浓度和温度压力双标准，既保证了开发的安全性，又提高了开发效率。
六、结论
总的来说，含硫气藏的划分标准需要综合考虑硫化氢浓度、气体组分、温度和压力等多个因素，以确保气藏开发的安全和高效。
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气藏经营管理水平评价试行技术规范2007年12月气藏经营管理水平评价技术规范一、各类气藏涵义1、干气藏储层气组成中不含常温常压条件下液态烃（C 5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量＞95%，气体相对密度＜0.65。
2、湿气藏在气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50 g/m 3。
3、凝析气藏在初始条件下流体呈气态，储层温度处于压力—温度相图的临界温度与最大凝析温度之间，在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出，凝析油含量一般＞50 g/m 3。
4、中高渗断块砂岩气藏是指平均空气渗透率≥10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。
5、低渗断块砂岩气藏是指平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。
6、断块砂岩气顶是指油气藏范围内平均每个断块含油气面积＜1.0km 2、含气面积系数＜0.5、天然气储量系数＜0.5的砂岩油藏气顶。
=油气叠加总面积含气面积系数含气面积7、低渗块状砂岩干气藏是指平均渗透率＜10×10-3μm 2的块状砂岩干气藏。
8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏是指基质平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、具裂缝—孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。
9、深层低渗砂岩凝析气藏是指气层埋藏深度≥3500 m —＜4500 m 、平均渗透率＜10×10-3μm 2的砂岩凝析气藏。
10、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏是指气层埋藏深度≥4500m 、以缝洞型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩凝析气藏。
11、超深层砂岩凝析气藏是指气层埋藏深度≥4500m 的砂岩凝析气藏。
12、低渗致密砂岩岩性气藏是指空气渗透率＜0.1×10-3um 2 、孔隙度＜10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。
二、评价参数及计算方法1、气藏—是指单一圈闭中具有统一压力系统和统一气水或气油界面的天然气聚集。
包括纯气藏、油田气顶气藏、凝析气藏等。
2、开发单元—指具有独立层系井网的、有连续完整开发数据的计算单元。
3、开发管理单元—是指以开发单元为基础，把同一构造、气藏类型相同、=原油地质储量＋折算成当量油的天然气储量天然气储量系数按当量油折算的天然气地质储量开发方式相同、开发阶段相近的开发单元归集形成开发管理单元。
一个开发管理单元可以涵盖一个或多个开发单元。
4、气藏经营管理单元—对地面集输系统相邻（相同）的开发管理单元进行归集或拆分，形成投入产出能够独立计量和核算的气藏经营管理单元。
一个经营管理单元可以涵盖一个或多个开发管理单元。
5、气藏经营管理区—是具备适度的储量、产量规模和适中的管理幅度，以能够独立计量、投入产出相对清晰的一个或一个以上气藏经营管理单元及配套地面系统为管理对象的独立核算主体。
6、气藏经营管理责任主体—按照《油气生产阶段油（气）藏经营管理办法》规定，四级管理体制下的采油（气）厂，是气藏经营管理的控制主体。
7、探明储量—是指在气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量、在现代技术和经济条件下可提供开采并能获得社会、经济效益的可靠储量。
探明储量是编制气田开发方案、进行气田开发建设、投资决策和气田开发分析的依据（单位：108m 3）。
8、已开发探明储量—是指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施建设，并投入开采的储量（单位：108m 3）。
9、动用含气面积—已开发储量含气外边界所圈闭的面积，即含纯气区面积与气油过渡带（或气水过渡带）面积之和（单位：km 2）。
10、有效厚度—是指达到储量起算标准的含油气层系中具有产油气能力的那部分储层厚度（单位：m ）。
11、动用地质储量—指已具有独立开发井网，并正式上报动用的那部分天然气地质储量（单位：108m 3），按下式计算：P G=0.01A.h.Ø.S gi .i .T sc P sc .Z i .T式中：G—天然气原始地质储量，108m3；Ａ－气藏含气面积，km2;h－气藏平均有效厚度，m；Φ－气藏平均有效孔隙度，小数；S wi－气藏平均原始束缚水饱和度，小数；pi－气藏原始地层压力，ＭＰa；T－地面标准温度，293Ｋ；scp－地面标准压力，0.101ＭＰa;scＴ－气层温度，Ｋ；Ｚi－原始天然气偏差系数，无因次。
12、地表条件—是指气藏所处区域的地表环境。
分滩海、浅海、深海、沙漠、水网、村庄、城市、水库及简单地表等类型。
13、气藏中深—按气藏顶界深度与底界深度之半计算（单位：m）14、构造复杂程度—是油气藏内部断层断块状况及油气储量分布状况的综合反映。
一般来说：断块含油气面积>1km2的整装断块储量占油气藏总储量一半以上为整装构造油气藏；断块含油气面积>0.5 km2—≤1 km2的断块储量占油气藏总储量一半以上为复杂构造油气藏；断块含油气面积≤0.5 km2的断块储量占油气藏总储量一半以上为极复杂构造油气藏。
15、岩性—是指储集岩的类型。
分砂岩、碳酸盐岩、砾岩、粘土岩、火山碎屑岩、侵入岩、变质岩等。
16、渗透性—有压力差时储层岩石允许液体及气体通过的性质称为岩石的渗透性，渗透率是岩石渗透性的数量表示。
它表征了油气通过地层岩石流向井底的能力（单位：10-3μm2）。
17、储层渗透率—即绝对渗透率，是指当单一相(气体或单一液体)在岩石孔隙中流动而与岩石没有物理化学作用时所求得的渗透率。
通常用空气渗透率为代表，又简称渗透率（单位：10-3μm2）。
18、天然气的相对密度—标准条件下（20℃，0.101MPa）天然气密度与空气密度的比值称为天然气的相对密度。
在标准条件下，空气的密度为1.2928kg／m3，相对密度为1；甲烷的密度为0.7166kg／m3，相对密度为0.5543；水蒸气的密度为0.7680kg／m3，相对密度为0.5941;而天然气的密度随组分不同有所差异,一般为0.7-0.75kg／m3，在地下则可达到150-250 kg／m3。
19、天然气的粘度—是指天然气内部某一部分质点，对其他部分质点作相对运动时，所产生的内摩擦力的度量，它与温度、压力和气体的相对分子量有关。
（单位：mPa·s）。
20、天然气的组分—天然气的主要成分是甲烷(CH4)，并有数量不等的重烃气（C2+），此外还含有少量的硫化氢（H2S）、二氧化碳（CO2）、氮（N2）等非烃类气体和水蒸汽，以及微量的稀有气体，如氩（Ar）、氙（Xe）、氪（Kr）、氦（He）等。
21、甲烷含量—是指标准状态下甲烷体积与天然气总体积之比（单位：%）。
22、凝析油—指以气态形式存在于凝析气藏的C5和C5以上烃类，在开发过程中地层压力降到初凝压力和初凝压力以下时，气态转变为液态的烃。
23、凝析油含量—是指标准状态下单位体积天然气中所含凝析油（C5和C5以上烃类）的多少（单位：g/m3）。
24、凝析气油比—是指凝析气藏生产单位天然气所获得的凝析油量（单位：m3/ t）。
25、酸性气体含量—是指标准状态下天然气中H2S、CO2等酸性气体所占体积百分比或单位体积天然气中所含H2S、CO2等酸性气体的多少（单位：g/m3或%）。
26、地层压力—驱使地层中流体流向井底的动力叫地层压力。
地层压力可分三种：原始地层压力，目前地层压力和油气层静压力。
开发初期测得的油气层中部压力就是原始地层压力。
投入开发以后，某一时期测得的油气层中部压力即目前地层压力。
从井口到油气层中部的静水柱压力即油气层静压力（单位：MPa）。
27、地层压力系数—地层的压力系数等于油气层地层压力与油气层静水柱压力的比值。
分原始地层压力系数和目前地层压力系数。
原始地层压力系数是指原始地层压力与油层静水柱压力的比值。
目前地层压力系数是指目前地层压力与油层静水柱压力的比值。
28、露点压力—是指在一定温度下处于气态的烃类物质，当压力下降至体系中出现第一滴液珠时的压力（单位：MPa）。
29、废弃压力—是指气藏产量递减到等于废弃产量时的地层压力（单位：MPa）。
30、集输压力—是指集气站出口端或集气干线压力（单位：MPa）。
31、井口压力—套管压力和油管压力的统称。
一般用油管压力（单位：MPa）。
32、天然气可采储量—是指依靠现有井网及现有工艺技术条件、开采到废弃压力时所获得的总产气量，也称天然气技术可采储量（单位：108m3）。
33、凝析油可采储量—是指凝析气藏依靠现有井网及现有工艺技术条件，开采到废弃压力时所获得的凝析油总产量，也称凝析油技术可采储量（单位：104t）。
34、气藏采收率—是指天然气可采储量与动用地质储量的比值（单位：%）。
35、累积产气量—是指气藏自投入开发以来的总产气量，以核实产量数据为准（单位：108m3）。
36、凝析油累积产量—是指凝析气藏自投入开发以来的凝析油总产量，以核实产量数据为准（单位：104t ）。
37、采出程度—油气藏累积产量与动用地质储量的比值（单位：%）。
38、可采储量采出程度—是指油气藏累积产量与可采储量的比值（单位：%）。
39、剩余可采储量—是指可采储量与累积产量之差值（单位：天然气剩余可采储量单位108m 3，凝析油剩余可采储量单位104t ）。
40、剩余可采储量丰度—是指气藏单位面积内的剩余可采储量（单位：天然气单位108m 3 / km 2、凝析油单位104t/ km 2）。
41、平均单井产能—是指气藏稳产期平均日产气水平与开井数之比（单位：104m 3/d ）42、无阻流量—是指井口压力为0.1Mpa 时的天然气产量(单位: 104m 3/d)43、千米井深稳定产量—是指每千米井深的气藏平均单井产能（单位：104m 3/d ）44、采气速度—年采出气量与已开发地质储量之比，用核实产量（工业产气量）计算。
（单位：%）。
45、剩余可采储量采气速度—指当年核实产气量与上年末剩余可采储量之比值（单位：%）。
46、开发井投产率—是指达到方案设计目的的开发井投产井数与实施开发井井数之比（单位：%）=平均单井产能气藏中深千米井深稳定产量×1000剩余可采储量采气速度=本年核实产气量上年底剩余可采储量×100%年采气速度=核实年产气量动用地质储量×100%47、开发产能符合率—是指达到方案设计产能的开发井数与实施开发井井数之比（单位：%）48、储量动用程度—是指气藏已开发动用储量占探明地质储量的百分数。
若采出程度＜10%，用井距半径计算动用储量；若采出程度≥10%，用动态法计算井网动用储量。
49、稳产年限—是指气藏无因次采气速度在1.0上下变化不超过0.05个百分点的稳定生产年限或气藏达到方案设计指标的稳定生产年限。